Низкотемпературная сепарация газа - процесс промысловой обработки природного газа cцелью извлечения из него газового конденсата и удаления влаги. Осуществляется при темп-pax от 0 до-30°C. Первая пром. установка низкотемпературной сепарации (HTC) введена в эксплуатацию в США в 1950,в CCCP в 1959 (м-ние Ленинградское в Краснодарском крае).
Рис. 1. Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа: I - сепаратор первойступени; II - газовый теплообменник; III - испаритель-холодильник; IV - штуцер; V -низкотемпературный сепаратор; 1 - необработанный газ; 2 - смесь углеводородного конденсата иводы; 3 - ингибитор гидратообразования; 4 - обработанный газ;
5- смесь углеводородного конденсата инасыщенного водой ингибитора гидратообразования
H. c. осуществляется по следующей схеме. Газ из скважины по шлейфу проходит (рис. 1) черезсепаратор первой ступени (для предварит. отделения жидкости, выделившейся в подъёмных трубах ишлейфе), затем поступает в газовый теплообменник, где охлаждается встречным потоком отсепариров.холодного газа. После теплообменника газ, проходя через штуцер (эжектор), редуцируется до давлениямакс. конденсации (или близкого к нему), темп-pa его при этом снижается (за счёт дроссель-эффекта). Bсепараторе вследствие изменения термодинамич. условий и снижения скорости газового потока выпадаютконденсат и влага, к-рые, накапливаясь в конденсатосборнике, периодически выпускаются в промысловыйсборный коллектор-конденсатопровод и далее на узел стабилизации конденсата. C целью болеерационального использования энергии пласта в схему вместо штуцера может быть включёнТурбодетандерный агрегат. При снижении давления газа (в процессе разработки м-ния) до значения, при к-ром не представляется возможным обеспечить заданную темп-py сепарации за счёт энергии пласта, в схемувключается источник искусств. холода - Холодильный агрегат. Технол. режим установки HTC определяетсятермодинамич. характеристикой м-ния, составом газа и конденсата, a также требованиями,предъявляемыми к продукции промысла. Для предупреждения образования гидратов в схемах HTCпредусматривается ввод в газовый поток ингибитора гидратообразования. Давление последней ступенисепарации определяется давлением в газопроводе, темп-pa - из условия глубины выделения влаги итяжёлых углеводородов. Технология H. c. пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газенеуглеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата (C5+B) до 97%, a также темп-py точки росы, при к-рой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортированииприродного газа. Достоинством установки HTC являются низкие капитальные и эксплуатац. затраты (приналичии свободного перепада давления), недостатком - низкие степени извлечения конденсатообразующихкомпонентов из тощих газов, непрерывное снижение эффективности в процессе эксплуатации за счётоблегчения состава пластовой смеси, необходимость коренной реконструкции в период исчерпаниядроссель-эффекта.
Для повышения эффективности HTC используют сорбцию в потоке (впрыск в поток газа стабильногоконденсата или др. углеводородных жидкостей) и противоточную абсорбцию отсепарированного газа(замена низкотемпературного сепаратора на абсорбер-сепаратор - многофункциональный аппарат, в к-ромпри разл. этапах разработки м-ния можно осуществлять процессы HTC, a также абсорбционногоотбензинивания и осушки газа).
14 СТАБИЛИЗАЦИЯ КОНДЕНСАТА МНОГОСТУПЕНЧАТОЙ ДЕГАЗАЦИИ
Стабилизация нефти, газоконденсата и сбор газа — начало комплекса технологических процессов их переработки. Система сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были отделены полностью от нефти и использованы. В тех случаях, если системы сбора газа на вновь вступающих в эксплуатацию промыслах не подготовлены, газ сжигается на факелах. Коэффициент переработки газа (отношение количества газа, поданного на переработку, к количеству добытого газа) возрастает в процессе обустройства нефтепромыслов. Во всех системах сбора предусматривается отделение попутного газа от нефти методом сепарации и передача газа для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод, а нефти — на нефтеперерабатывающий завод.
Принцип действия сепарационных процессов основан на изменении фазовых соотношений газоконденсатных систем при изменении параметров системы, т. е. это процесс извлечения легких углеводородов многократным или однократным испарением при снижении давления.
Попутный газ отделяют от нефти в два этапа, разделенных во времени и пространстве первый этап осуществляется при промысловой подготовке нефти в сепараторах различного давления гравитационным разделением. Полного отделения газа при этом не происходит. В нефти остается в растворенном состоянии до 1,5—2,0 % углеводородов С1—С4. Для более глубокого извлечения легких фракций нефть направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Продуктами этих установок являются стабильная нефть и газоконденсат. Газоконденсат направляется на центральные газофракционирующие установки (ЦГФУ), где разделяется на индивидуальные углеводороды и товарные фракции. Обычно газ отделяют от нефти в две или три ступени под небольшим давлением или при разрежении первая ступень — 0,7—0,4 МПа, вторая — 0,27—0,35 МПа, третья — 0,1—0,2 МПа. Сепараторы первой ступени, выполняющие одновременно роль буферных емкостей, находятся, как правило, непосредственно на месторождении, сепараторы второй и третьей ступеней — обычно на территории центральных сборных пунктов (товарных парков и площадок для подготовки и перекачки нефти). Для отделения нефтяного газа от капель жидкости на промыслах устанавливают газовые сепараторы, оборудованные фильтрами грубой и тонкой очистки из колец Рашига, металлической стружки, проволочной сетки и других материалов. Однако даже при трехступенчатой сепарации полное отделение газа от нефти не достигается. Поэтому при транспортировке и хранении возможны потери легких углеводородов, включая бензиновые фракции (особенно в летнее время). Наименьшее количество тяжелых углеводородов содержится в газе первой ступени сепарации, проводимой под давлением до 0,7 МПа наибольшее — в газе третьей ступени сепарации, осуществляемой под давлением, близким к атмосферному (табл. 6.1).
Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, в ней увеличивается содержание легких углеводородов.
Состав отсепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом при увеличении давления в сепараторе уменьшается содержание пропана, бутанов, пентанов и высших углеводородов, увеличивается содержание метана. На унос углеводородов с газом влияет также расход нефти в сепараторах, особенно при сепарации в вертикальных гравитационных сепараторах. Увеличение расхода нефти приводит к резкому возрастанию уноса газа вместе с нефтью, так как часть газа не успевает вьщелиться. Количество уносимого газа тем больше, чем выше скорость движения нефти. При сепарации больших количеств газонефтяной смеси приходится увеличивать число сепараторов.
Газовый фактор сепарируемой нефти оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и изменение расхода нефти. С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с нефтью при постоянной пропускной способности сепаратора. Заметное влияние на выделение из нефти газа оказывают центробежные силы, возникающие при тангенциальном вводе газонефтяного потока в сепаратор. В промышленности широкое применение нашла конструкция сепаратора, состоящего из центробежного разделителя и буферной емкости. Эта конструкция получила название гидроциклонного сепаратора. При высоких устьевых давлениях скважин применяется многоступенчатая сепарация, имеющая ряд преимуществ перед одноступенчатой увеличивается количество товарной нефти за счет сохранения легких углеводородов, нефть становится менее плотной и вязкой используется энергия пласта при транспортировке нефтяного газа первых ступеней сепарации уменьшается содержание тяжелых углеводородов в нефтяном газе первых ступеней сепарации, что облегчает его транспортировку.
На нефтяных промыслах используются газонефтяные сепараторы двух типов двух- и трехфазные. В трехфазных сепараторах помимо отделения газа от нефти отделяется также и вода. Следует отметить, что несмотря на совершенствование техники и технологии сепарации нефти и газа, промысловые сепараторы остаются громоздкими и дорогостоящими аппаратами. Их работа основана на малоэффективном гравитационном принципе, и они малопроизводительны сепараторы перестают работать, когда нефтегазовая смесь образует пену потеря энергии, заключенной в нефтегазовом потоке, при снижении давления н ступенчатом разгазировании приводит к необходимости применения в, дальнейшем для сбора и транспорта нефти и газа дополнительно насосных и компрессорных агрегатов.
Получить абсолютно стабильную нефть, т. е. совершенно неспособную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже снижение давления ее паров до 0,002 МПа, на которое рассчитана дыхательная аппаратура резервуаров, не исключило бы потери нефти от испарения при больших и малых дыханиях (см. следующий раздел). Поэтому понятие о стабильных и нестабильных нефтях в какой-то мере условно.
В результате стабилизации нефти получают широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) от метана до гептана и выше. Состав этой фракции определяется качеством стабилизируемой нефти и методами стабилизации.
Увеличение объема добычи конденсата связано с совершенствованием технологии промыслового сбора, стабилизации и переработки конденсата. Часть углеводородного конденсата из газа выделяется при снижении температуры и давления газа на установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Более полное извлечение конденсата и достаточно высокое извлечение этана и высших углеводородов из природного газа может быть достигнуто путем абсорбции. Для получения стабильного конденсата в основном применяют процессы ректификации и многоступенчатой дегазации (сепарации), как в отдельности, так и в сочетании между собой. Стабилизация многоступенчатой дегазацией основана на снижении растворимости легких компонентов в углеводородах Сз и выше при повышении температуры и уменьшении давления, различная растворимость компонентов обеспечивает их избирательное выделение из жидкой фазы. Для стабилизации конденсата могут применяться одно-, двух- и трехступенчатые схемы дегазации. Стабилизация конденсата многоступенчатой дегазацией применяется как резервный вариант при остановке установки стабилизации конденсата (УСК).
Установка стабилизации газового конденсата представлена на рис. 6.3. Сырьем служит частично дегазированный нестабильный конденсат, получаемый на установке низкотемпературной сепарации (НТС). Конденсат / с промысла поступает во входной сепаратор 1, где частично дегазируется при 1,6—1,7 МПа и О—10°С. В деэтанизатор 4 сырье подается двумя потоками около 60 % (мае.) подогревается в теплообменнике 3 до 10—30 °С и вводится в колонну на 14 тарелку, а другая часть в качестве орошения подается на 22 тарелку. Температура низа деэтанизатора поддерживается принудительной циркуляцией части кубовой жидкости через печь беспламенного горения 5. Нижний продукт колонны 4 подается в стабилизатор 5, в котором происходит его дебутанизация. Выводимая сверху колонны 6 парогазовая смееь охлаждается в воздушных конденсаторах-холодильниках 7 до 40—60 °С и поступает в сепаратор 8. Этот продукт IVпо составу соответствует широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и служит для получения сжиженных газов различных марок. Кубовый остаток (продукт V колонны) соответствует стабильному конденсату с давлением насыщенных паров не более 66 кПа.
15. полная стабилизация конденсата в двухколонной схеме
При выборе способа стабилизации конденсата (одно- или двухколонной) следует учитывать содержание в сыром конденсате этана, пропан-бутановых фракций и наличие потребителей этих газов: при содержании ПБФ, достаточном для прибыльной реализации потребителям, стабилизацию следует осуществлять по двухколонной схеме с получением газов деэтанизации, ПБФ и стабильного конденсата;
Установки стабилизации конденсата (УСК) должны проектироваться как единый комплекс, состоять из одной или нескольких технологических линий и оборудования общего технологического назначения. В зависимости от принятого способа в составе УСК должно быть предусмотрено следующее основное оборудование:
--колонна деэтанизации;
--колонна дебутанизации, предназначенная для отделения (ректификации) от конденсата, поступающего из колонны деэтанизации ПБФ при двухколонной схеме стабилизации или газов стабилизации - при одноколонной схеме;
--рекуперативные теплообменники «конденсат-конденсат»;
--аппараты воздушного охлаждения (АВО) паров ПБФ;
--печь подогрева циркулирующего конденсата;
--насосы перекачки циркулирующего конденсата и орошения;
--дренажные и аварийные емкости для слива продуктов из аппаратов, трубопроводов, насосов, обеспечивающие прием в случае аварийных ситуаций и откачку на повторную обработку, либо в резервуарный парк на временное хранение;
--рефлюксная емкость.
Направление подачи готовой продукции с УСК определяется проектом в зависимости от дальнейшего использования конденсата.
Установки переработки конденсата (УПК) предназначены для осуществления процессов переработки стабильного конденсата в моторные топлива: бензин, дизельное топливо. При этом остаточные фракции переработки стабильного конденсата могут быть использованы как печное топливо - мазут.
На рис.представлена одна из возможных схем дегазации и стабилизации нефти на промыслах. Поступающая из скважины газо-нефтяная смесь вследствие перепада, давлений, создаваемого редукционными клапанами 5 и 9, в газосепараторах 2 ъ 3 разделяется…
